La reserva hídrica de España dio un giro brusco tras semanas de frentes atlánticos: los embalses se ubican en 77,3% de su capacidad, con 43.341 hm³ almacenados. El cambio no se queda en lo hidráulico: con más generación renovable disponible en el sistema, la energía nuclear comenzó a perder espacio en el mercado mayorista y ya se vio un caso concreto con la parada programada de Trillo.
Del alivio por la sequía a un salto semanal de 5.634 hm³
El Ministerio para la Transición Ecológica informó que la reserva aumentó en 5.634 hm³ en el período, equivalente a 10,1% de la capacidad total del parque de embalses, y reportó lluvias generalizadas con un máximo semanal de 302,0 mm en Ceuta en su actualización del 10 de febrero de 2026 sobre el estado de los embalses y la reserva hídrica.
Entre los ámbitos con niveles destacados en el sur y suroeste (porcentaje de llenado informado por la autoridad) figuran:
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- Tinto, Odiel y Piedras: 95,2%
- Guadalete-Barbate: 85,1%
- Guadiana: 84,5%
- Guadalquivir: 74,4%
- Cuenca Mediterránea Andaluza: 71,0%
La señal del mercado: Trillo se desconectó el 8 de febrero
La consecuencia energética más visible no vino por un fallo técnico, sino por precio y despacho. La central nuclear de Trillo paró de forma programada el domingo 8 de febrero de 2026 a las 13:36 horas “al no resultar casada en el mercado eléctrico ni ser requerida por el Operador del Sistema”, según la nota informativa de Centrales Nucleares Almaraz-Trillo (CNAT).
El mismo documento atribuye el escenario a la “elevada generación originada por la sucesión de borrascas” y sostiene que, en episodios como este, la nuclear “queda fuera del mercado eléctrico”, añadiendo el factor de la alta fiscalidad en la ecuación de costos.
Almaraz vuelve al centro: costos, inversión y reemplazo renovable según el informe citado por Greenpeace
El episodio de Trillo ocurre mientras sigue abierto el debate sobre la continuidad del parque nuclear y, en particular, Almaraz. Un comunicado de Greenpeace del 3 de febrero de 2026 —basado en un informe elaborado por investigadores de la Universidad Rey Juan Carlos y la Universitat Politècnica de Catalunya— plantea cifras concretas sobre el efecto de una prórroga: según esa publicación, extender Almaraz por tres años costaría 3.831 millones de euros al consumidor y se asociaría a pérdidas de inversión en renovables de 26.129 millones de euros hasta 2033, además de sostener que el 96,4% de la electricidad generada por Almaraz podría cubrirse con renovables inmediatamente tras su cierre, en el texto sobre la prórroga de Almaraz y sus estimaciones de costo e inversión.
En el mismo comunicado se menciona el calendario acordado, incluyendo la clausura de Almaraz I en noviembre de 2027, y se proyecta que en 2026–2033 los escenarios con prórroga generarían entre 5,8 y 12,3 MtCO2eq adicionales frente al escenario de cierre, con un costo de hasta 984 millones de euros en derechos de emisión.
Qué mirar desde Chile: excedentes, flexibilidad y el vínculo agua-energía
El caso español vuelve a poner en primer plano la gestión de sistemas con alta penetración renovable y variabilidad hídrica. En Chile, el debate sobre flexibilidad aparece asociado al despliegue de baterías: se ha subrayado el rol del almacenamiento en el manejo de excedentes y estabilidad de red en análisis sobre sistemas BESS y su aporte a la matriz, mientras la expansión renovable ha quedado reflejada en hitos como que la generación solar superó al carbón y se ubicó como segunda fuente.
En paralelo, proyectos concretos de integración entre generación y baterías —como el avance de un sistema de almacenamiento asociado a un parque eólico— muestran cómo la discusión de “exceso” y “curtailment” se está trasladando a soluciones operativas. Y, en un plano más estructural, el episodio también reabre el foco en el nexo entre energía y agua, un tema ya instalado en el debate global sobre agua como recurso crítico para el sistema energético.
